Size - Research Hypotheses - The diffusion of management accounting practices in developing cou

4.3 Research Hypotheses

4.3.4 Size

El mantenimiento preventivo del transformador es esencial para un alargamiento de su vida útil. Se puede concluir que, de acuerdo a los resultados obtenidos en las pruebas de diagnostico realizadas a los transformadores en aceite, la mayoría de las fallas producidas en estos equipos pueden ser atribuidas al deterioro de su sistema de aislamiento.

Sin embargo, este “talón de Aquiles” puede ser fortalecido si se mantiene un programa completo de mantenimiento preventivo periódico orientado a combatir a los factores (humedad, oxigeno, calor y contaminación) que inciden en el deterioro del sistema de aislamiento del transformador.

La tabla I presenta los componentes clave de un transformador de potencia en aceite dentro de su mantenimiento preventivo periódico. La tabla II contiene un resumen de las actividades a realizar dentro del mantenimiento preventivo periódico del transformador.

Cuando el mantenimiento preventivo del transformador muestra que posee problemas de humedad, gases combustibles y/o productos de la oxidación, fugas de aceite, puntos de oxidación, ente otros, ciertos trabajos de mantenimiento correctivo deben ser realizados.

Dentro de las actividades existentes en el mantenimiento correctivo del transformador podemos encontrar: • Deshidratación del transformador

• Desgasificación del transformador

• Remoción de sedimentos (desenlodar el transformador)

1.- Componentes del Transformador de Potencia a Considerar en Mantenimiento Preventivo:

COMPONENTE INSPECCION Y/O PRUEBAS

Devanados • Resistencia DC

• Relación de transformación

• Corriente de excitación en todos los taps • Resistencia de aislamiento

• Factor de potencia del aislamiento Aisladores • Factor de potencia del aislamiento

• Temperatura (termografía infrarroja) • Nivel de aceite

• Inspección visual (rajaduras-limpieza) Aceite dieléctrico • Cromatografía de gases

• Rigidez dieléctrica • Tensión interfacial • Numero de neutralización • Inspección visual • Color • Contenido de agua • Factor de potencia • Gravedad especifica • Sedimentos

Cambiador de taps bajo carga

• Temperatura (termografía infrarroja)

• Relación de transformación en todos los taps • Corriente del motor de accionamiento • Inspección a contactos - continuidad • Rigidez dieléctrica del aceite

desenergizado • Relación de transformación en todos los taps • Temperatura (termografía infrarroja)

Núcleo • Resistencia de asilamiento del núcleo al tanque • Núcleo a tierra

Tanque y equipos asociados • Medidores de presión/temperatura/vacío - calibración • Temperatura (termografía infrarroja)

• Inspección visual (fugas y corrosión) Tanque conservador • Inspección visual (fugas y corrosión) Respirador deshidratante • Color característico

• Válvulas en la posición correcta Válvula de sobre presión • Inspección visual

Relé Buchholz • Correcto desempeño

Radiadores • Temperatura (termografía infrarroja)

• Inspección visual (fugas, limpieza, libre paso de aire y corrosión) Ventiladores • Controles

• Inspección visual - ruido inusual Bombas de circulación • Rotación

• Medidor de flujo

• Corriente de carga del motor

2.- Actividades a Realizar dentro del Mantenimiento Preventivo:

INTERVALO ACTIVIDADEDS A REALIZAR

Diariamente 1. Tome lecturas de las corrientes y de los voltajes de carga

2. Tome lecturas de la temperatura del aceite y de la temperatura de devanados (si el transformador tuviere medidor de temperatura de devanados)

3. Tome lecturas de las temperaturas del aceite entrante y saliente (ventilación por aceite forzado). Tome lecturas de las temperaturas del agua entrante y saliente (refrigeración por agua)

4. Tome lecturas de la presión del colchón de nitrógeno (variara bajo las condiciones de carga y temperatura del ambiente)

5. Sonidos inusuales

6. Observe las bombas de circulación y los ventiladores (deberían estar operando a esas temperaturas?)

Semanalmente 1. Fugas (especialmente en aceites con PCB)

2. Nivel de aceite en el tanque y en los aisladores (si estos fueren en aceite)

3. Revise los tubos de ventilación; note cambios de temperatura

Mensualmente 1. Inspeccione todos los medidores que posea el transformador junto con los aisladores tanto de alta como de baja tensión. Revise la existencia de fugas de aceite del tanque, uniones y tuberías.

2. Realice una inspección general del transformador. Tome nota del numero de operaciones del cambiador de tap bajo carga (si el transformador estuviere equipado con uno)

3. Revise las alarmas de protección. Revise el medidor de presión/vacío. Compare las lecturas con las del fabricante

4. Revise el estado del respirador deshidratante (esta saturado de humedad?)

lecturas de la temperatura promedio del aceite (>90ºC <100ºC) (Nota 2)

2. Revise si la válvula de sobrepresión ha operado (indicador de color amarillo o azul)

3. Realice una cromatografía de gases del aceite (Nota 2) 4. Revise la existencia de fugas de aceite o agua

Semestralmente 1. Realice las pruebas físico químico completas al aceite dieléctrico. Tome lecturas de la temperatura promedio del aceite: rango 80ºC (Nota 2) 2. Realice una inspección visual de los aisladores y pararrayos en busca de

rajaduras, grado de limpieza, contaminación o existencia de fogoneo. 3. Revise el sistema de puesta a tierra en busca de malos contactos,

conexiones rotas o corroídas

4. Realice una cromatografía de gases del aceite (Nota 2)

Anualmente 1. Realice las pruebas físico químico completas al aceite dieléctrico. Tome lecturas de la temperatura promedio del aceite: rango 80ºC (Nota 2) 2. Limpieza de los aisladores.

3. Realice una prueba de termografía infrarroja en busca de "puntos calientes", conexiones m alas, porcelana rota, etc.

4. Inspeccione los puentes del transformador a las barras o equipos en busca de deformación y/o envejecimiento

5. Revise los circuitos de control

6. Realice la medición de la resistencia de puesta a tierra del sistema (< 5 ohms) (Nota 3)

7. Revise la calibración de los relés (Nota 3)

8. Realice una cromatografía de gases del aceite (Nota 2)

Anualmente (Opcional) 1. Inspeccione los equipos de desconexión del transformador. Lubrique los mecanismos

2. Inspeccione la tapa principal del transformador en busca de humedad, polvo, oxido, fugas de aceite y depósitos de lodo

3. Realice una inspección visual de los pararrayos; realice una limpieza de los mismos

4. Inspeccione los equipos del sistema de refrigeración (ventiladores, bombas, etc.)

5. Realice pruebas de factor de potencia de aislamiento al aceite y a los aisladores

6. Inspeccione el cambiador de taps bajo carga en busca de fugas de aceite, desgaste, corrosión o malos contactos

7. Realice reparaciones menores (cambio de pernos en mal estado, cambio de empaquetaduras en mal estado, ajuste de conexiones y pernos, etc.) 8. Efectúe las pruebas eléctricas básicas al transformador (incluyendo

factor de potencia y resistencia de aislamiento)

9. Realice una medición de Relación de transformación en todos los taps 24 meses 1. Limpieza de los aisladores

2. Realice la prueba de factor de potencia del aislamiento a todos los aisladores

3 años 1. Realice una serie completa de pruebas eléctricas al transformador 2. Realice pruebas eléctricas al cambiador de taps bajo carga (factor de

potencia del aislamiento y resistencia DC) para cada tap

3. Efectúe una limpieza completa de los equipos de desconexión del transformador junto con la lubricación de los mismos. Realice prueba

4. Realice una inspección de la válvula de sobrepresión (incluyendo su diafragma)

6 años 1. Efectúe prueba de resistencia de aislamiento a los cables aislados 2. Efectúe una inspección interna al transformador. Revise las partes

mecánicas y eléctricas internas, especialmente los contactos del cambiador de taps

Cuando exista Indicios de Falla

1. Realizar todas las pruebas e inspecciones mencionadas 2. Realice una Cromatografía de gases al aceite (Nota 2) 3. Realice prueba de resistencia de aislamiento

4. Realice una medición de Relación de transformación en todos los taps NOTA (1): Las unidades en las que se sospeche de algún problema interno o si alguno de sus componentes

presenta corrosión, humedad, polvo o vibración excesiva, doble la frecuencia de inspección (Ej.: si el análisis del aceite se lo realiza anualmente, ahora realícelo semestralmente).

Para transformadores con capacidades de menos de 300 MVA realice una cromatografía de gases al aceite inmediatamente antes del inicio de la operación, 1 mes después, 6 meses después, 1 año después del inicio de operación, luego anualmente.

Para transformadores con capacidades de más de 300 MVA realice una cromatografía de gases al aceite inmediatamente antes del inicio de la operación, 1 mes después, 3 meses después, 6 meses después del inicio de operación, luego semestralmente.

NOTA (2): Todas las recomendaciones asumen el uso de refrigeración auxiliar; de otra manera las pruebas se deberán realizar mas seguido.

NOTA (3). Solo personal calificado

3.- Controles del aceite Aislante en Servicio:

En la presente tabla se nuestra una guía de los ensayos a realizar con que frecuencia y las medidas que se deben tomar ante los resultados

Ensayo Método Tensión (kV) Frecuencia

Sugerida

Valor Límite Acción a Seguir Mayor a 132 Antes de Energizar Menor a 50

Entre 66-132 A los 3 meses Menor a 40 Rigidez Dieléctrica IRAM

2341

Menor a 66 Anualmente Menor a 30

REACCONDICIONAR Antes de Energizar Índice de Neutralización IRAM 6635 Todas

Cada dos años

Menor a 0.05 RECUPERAR O CAMBIAR Antes de Energizar Contenido Inhibidor ASTM D1473 Todas

Cada dos años

Menor a 0.05 RECUPERAR O CAMBIAR Antes de Energizar

Tangente Delta IRAM 2340

Todas

Cada dos años

> 0.05 a 0.2 RECUPERAR O CAMBIAR Antes de Energizar

Tensión Superficial Todas

Cada dos años

5x103 N/m RECUPERAR O CAMBIAR Sedimentos CEI 422 Todas Cada tres años Detectado RECUPERAR O CAMBIAR Mayor a 132 Antes de Energizar

Contenido de Agua ASTM

D1533 Entre 66-132 Cada dos años

Menor 20 ppm REACCONDICIONAR Antes de Energizar Punto de Inflamación ASTM D1169 Todas

Cada tres años

150 ºC RECUPERAR

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